Giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối khu vực Điện lực Núi Thành tỉnh Quảng Nam
Lý do lựa chọn đề tài
Độ tin cậy cung cấp điện là một trong những chỉ tiêu quan trọng để đánh giá chất lượng điện năng, chất lượng cung cấp dịch vụ cho khách hàng sử dụng điện ngày càng được quan tâm.
Nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối được đặt ra trong giai đoạn hiện nay như một yêu cầu cấp thiết nhằm phục vụ cho việc phát triển kinh tế – xã hội tại địa phương, đề tài luận văn này có tên là: “Giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối khu vực Điện lực Núi Thành tỉnh Quảng Nam”.
Mục tiêu nghiên cứu
Mục tiêu của nghiên cứu là tìm ra các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Lưới điện phân phối trung áp Điện lực Núi Thành quản lý vận hành.
Phạm vi nghiên cứu của đề tài: Đề tài chủ yếu tập trung nghiên cứu tính toán kết lưới cho các xuất tuyến 22kV theo các phương án đề xuất, nhằm nâng cao năng lực cấp điện, đảm bảo độ ổn định tin cậy trong quá trình vận hành và chất lượng cung cấp điện năng cho khu vực địa bàn huyện Núi Thành.
Nội dung nghiên cứu
Các phương pháp và các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối.
Chương trình tính toán độ tin cậy lưới điện phân phối.
Phân tích và đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối hiện trạng ở Điện lực Núi Thành.
Các giải pháp nâng cao độ tin cậy trong lưới điện phân phối ở Điện lực Núi Thành.
Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Tìm ra giải pháp giúp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện khu vực Điện lực Núi Thành góp phần phát triển kinh tế, xã hội.
Bố cục của đề tài:
Chương 1: Tổng quan lưới điện phân phối Điện lực Núi Thành
Chương 2: Phương pháp và chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy cung cấp điện
Chương 3: Đề xuất chương trình tính toán độ tin cậy để lựa chọn giải pháp kết lưới tối ưu lưới điện Điện lực Núi Thành
Chương 4: Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện khu vực Điện lực Núi Thành
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC NÚI THÀNH
Đặt vấn đề
Núi Thành là huyện có diện tích mặt nước nuôi trồng thủy sản lớn nhất tỉnh Quảng Nam. Với 172 km², đất lâm nghiệp chiếm 32.3% diện tích đất tự nhiên của huyện và phân bố chủ yếu ở các xã phía tây gồm Tam Sơn, Tam Thạnh, Tam Trà, Tam Mỹ Đông, và Tam Mỹ Tây. Đất thổ cư đạt 6 km² (chiếm hơn 1% diện tích đất tự nhiên của huyện).
Ngoài ra, Núi Thành là trọng điểm đầu tư của Khu kinh tế mở Chu Lai nên tập trung nhiều khu công nghiệp lớn.
Nguồn lưới Núi Thành từ 03 trạm 110kV (Tam Kỳ, Tam Anh, Kỳ Hà), khối lượng quản lý cụ thể:
+ Đưối lượng quản lý cụ thể: sử dụng đất, một diện tích đấ60,485 km.
+ Đưối lượng quản lý cụ thể: sử
+ Trạm biến áp phụ tải: 531 trạm tổng dung lượng 234.905 kVA, trong đó tài sản khách hàng 188 trạm tổng dung lượng 108.090 kVA.
Hình 1.1: Sơ đồ tổng quan lưới điện khu vực Điện lực Núi Thành
Hầu hết các xuất tuyến 22kV lưới phân phối khu vực huyện Núi Thành vận hành dưới dạng hình tia và dạng xương cá, thiết bị đóng cắt, phân đoạn chủ yếu FCO, DCL, LBS, REC. Đặc biệt, các XT 471KHA, 474KHA, 478KHA, 473KHA cấp điện khu vực trung tâm thị trấn và các phụ tải quan trọng trong KCN Bắc Chu Lai, khi có sự cố sẽ làm mất điện gây ảnh hưởng rất lớn đến độ tin cậy cung cấp điện, ảnh hưởng lớn đến nền kinh tế, cụ thể như sau:
+ Xuất tuyến 471KHA: Cấp điện cho một phần khu vực KCN Bắc Chu Lai và một phần xã Tam Hiệp, tổng chiều dài toàn tuyến 15.34 km.
+ Xuất tuyến 473KHA: Cấp điện cho khu vực 1 phần xã Tam Hiệp, thị trấn Núi Thành, 1 phần xã Tam Nghĩa, Tam Quang, tổng chiều dài toàn tuyến 43.112 km.
+ Xuất tuyến 474KHA: Cấp điện cho khu vực một phần KCN Bắc Chu Lai, một phần xã Tam Hiệp, một phần xã Tam Anh Nam, tổng chiều dài toàn tuyến 16.039 km.
+ Xuất tuyến 478KHA: Cấp điện cho khu vực một phần xã Tam Hiệp, 1 phần TT Núi Thành, 1 phần xã Tam Nghĩa, tổng chiều dài toàn tuyến 86.64 km.
Những hạn chế của lưới phân phối ảnh hưởng đến độ tin cậy
+ Thiết bị đóng cắt lắp đặt trên lưới trung áp còn ít, còn nhiều công tác phải tháo/đấu lèo tăng thời gian mất điện cho khách hàng.
+ Lưới điện trung, hạ áp phần lớn được tiếp nhận từ lưới điện nông thôn đã xuống cấp, tiết diện dây nhỏ, sử dụng loại dây dẫn trần AC dẫn đến thường xuyên bị sự cố các thiết bị trên lưới, sự cố vi phạm khoảng cách hành lang an toàn lưới điện do cây cối va quẹt, sự cố do động vật xâm nhập…;
+ Chỉ tiêu ĐTC Công ty giao cho Điện lực Núi Thành ngày cao hơn cụ thể như sau:
Số liệu về thực hiện độ tin cậy năm 2021 và chỉ tiêu thực hiện năm 2022 ở bảng 1.1
Bảng 1.1: Chỉ tiêu kế hoạch và thực hiện độ tin cậy các năm 2021 và chỉ tiêu ĐTC năm 2022
Qua số liệu thống kê ở bảng trên cho thấy: Năm 2021, Điện lực Núi Thành thực hiện đạt 4/5 chỉ tiêu ĐTCCCĐ, trong đó chỉ tiêu SAIDI sự cố vượt kế hoạch giao.
1.2. Kết luận chương 1:
Trong chương 1, luận văn đã trình bày tổng quan về lưới điện phân phối trung áp 22kV trên địa bàn huyện Núi Thành. Các đặc điểm về cấu trúc lưới điện, tình hình quản lý vận hành cũng như các chỉ tiêu và nguyên nhân làm ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện trung áp trên địa bàn huyện Núi Thành.
Đặc biệt việc ưu tiên cấp điện khu công nghiệp là rất quan trọng và là mục tiêu của Điện lực Núi Thành những năm tới. Bên cạnh đó, các thiết bị đóng cắt chưa đồng bộ, nhiều chủng loại cũng là một trong các yếu tố làm ảnh hưởng đến ĐTCCCĐ cho lưới điện huyện Núi Thành trong những năm qua. Vì vậy trong tương lai cần phải tính toán và có giải pháp vận hành tốt hơn cho lưới điện trung áp Điện lực Núi Thành.
CHƯƠNG 2: PHƯƠNG PHÁP VÀ CHỈ TIÊU ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
2.1. Khái niệm chung về độ tin cậy cung cấp điện
Độ tin cậy là xác suất để đối tượng (gồm hệ thống hay phần tử) hoàn thành nhiệm vụ chức năng định trước, duy trì được giá trị các thông số làm việc đã thiết lập với một giới hạn đã cho, ở một thời điểm nhất định và trong những điều kiện làm việc quy định trước.
2.2. Một số phương pháp đánh giá độ tin cậy của lưới điện
Để đánh giá ĐTC của các sơ đồ cung cấp điện, ta cần phải khảo sát những chỉ tiêu định lượng cơ bản về ĐTC của các sơ đồ nối điện khác nhau.
Tính toán ĐTC của các sơ đồ cung cấp điện nhằm phục vụ bài toán tìm phương án cung cấp điện tối ưu hài hòa giữa hai chỉ tiêu: Vốn đầu tư thấp nhất và độ đảm bảo cung cấp điện cao nhất.
2.2.1. Phương pháp đồ thị – giải tích:
Phương pháp này xây dựng mối quan hệ trực tiếp giữa ĐTC của hệ thống với ĐTC của các phần tử đã biết thông qua việc lập sơ đồ ĐTC, áp dụng phương pháp giải tích bằng đại số Boole và lý thuyết xác suất các tập hợp để tính toán ĐTC.
2.2.1.1. Sơ đồ các phần tử nối tiếp
Hệ thống chỉ làm việc an toàn khi tất cả n phần tử đều làm việc tốt, hệ thống hỏng khi có một phần tử hỏng.
2.2.1.2. Sơ đồ các phần tử song song
Hệ thống làm việc tốt khi có ít nhất một phần tử làm việc tốt và sẽ hỏng khi tất cả các phần tử khác đều hỏng.
Giả sử đã biết cường độ hỏng hóc và cường độ phục hồi của phần tử lần lượt là λi và µi.
– Các công thức trên cho phép ta đẳng trị các phần tử nối tiếp thành một phần tử tương đương.
2.2.2. Phương pháp không gian trạng thái
Trong phương pháp này, hệ thống được diễn tả bởi trạng thái hoạt động và khả năng chuyển đổi giữa các trạng thái đó.
Quá trình Markov được phân ra:
– Rời rạc trong không gian và liên tục trong thời gian
– Rời rạc trong không gian và thời gian
– Liên tục trong không gian và thời gian.
2.2.3. Phương án cây hỏng hóc
Cây hỏng hóc là phương pháp hiệu quả để nghiên cứu độ tin cậy của các hệ thống phức tạp, có thể áp dụng tốt cho hệ thống điện.
Phương pháp cây hỏng hóc được mô tả bằng đồ thị quan hệ nhân quả giữa các dạng hỏng hóc trong hệ thống, giữa hỏng hóc hệ thống và các hỏng hóc thành phần trên cở sở hàm đại số Boole.
2.2.4. Phương pháp Monte – Carlo
Phương pháp Monte – Carlo mô phỏng hoạt động của các phần tử trong hệ thống như một quá trình ngẫu nhiên.
Ưu điểm của phương pháp này là dễ sử dụng, có thể áp dụng cho các hệ thống rất phức tạp mà các phương pháp khác không áp dụng được. Đối với hệ thống điện, phương pháp Monte – Carlo cho phép tính được ảnh hưởng của các hoạt động vận hành đến độ tin cậy của hệ thống.
2.3. Các tiêu chí tính toán đánh giá độ tin cậy của lưới điện
Ngoài việc định lượng số lần mất điện thoáng qua hay vĩnh cửu, có những thông số đánh giá chính xác hơn chất lượng cấp điện cho khách hàng, công tác quản lý vận hành lưới điện của một đơn vị Điện lực. Đó là các chỉ số SAIDI, SAIFI, CAIDI, CAIFI cho lưới điện 0,4kV đến 35kV theo các tiêu chuẩn chung mà một số nước trên thế giới hiện đang áp dụng, cụ thể:
+ Chỉ số về tần suất ngừng cung cấp điện trung bình hệ thống SAIFI (System Average Interruption Frequency Index);
+ Chỉ số về thời gian ngừng cung cấp điện trung bình của hệ thốngSAIDI System Average Interruption Duration Index);
+ Chỉ số về tần suất mất điện trung bình của khách hàng CAIFI(Customer average interruption frequency index).
+ Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của khách hàngCAIDI (Customer average interruption duration index).
Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối được tính toán như sau: [2]
2.5. Kết luận chương 2:
Trong chương 2 thì các chỉ tiêu ĐTCCCĐ chúng ta chỉ quan tâm đến các chỉ số như SAIDI, SAIFI, CAIFI, CAIDI. Đặc thù của lưới điện Núi Thành là các xuất tuyến trung áp có chiều dài đường dây khá dài, đi qua nhiều địa hình đồi núi, song ngoài phức tạp. Vì vậy để nâng cao ĐTCCCĐ thì giải pháp áp dụng với các tuyến này phải được đặt lên hàng đầu.
Từ nhiệm vụ được giao trong năm 2021 thấy được thách thức không nhỏ trong thời gian tới, yêu cầu đặt ra với các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ là phải nhanh chóng và chính xác nhất.
Trong chương tiếp theo, để tính toán đánh giá độ tin cậy hệ thống điện, luận văn sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính đoán độ tin cậy cung cấp điện. Tính toán, thống kê các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện cụ thể cho từng xuất tuyến. Từ đó đánh giá đề xuất các giải pháp, biện pháp khắc phục, và xử lý kịp thời.
CHƯƠNG 3: ĐỀ XUẤT CHƯƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY ĐỂ LỰA CHỌN GIẢI PHÁP KẾT LƯỚI TỐI ƯU LƯỚI ĐIỆN ĐIỆN LỰC NÚI THÀNH
3.1. Đề xuất chương trình tính toán độ tin cậy cung cấp điện:
Trong giới hạn đề tài với yêu cầu bài toán đặt ra, luận văn sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán bổ sung nhằm đáp ứng nhu cầu thực tế trong quản lý vận hành độ tin cậy cấp điện tại Điện lực Núi Thành. Cụ thể là các xuất tuyến trung áp 22kV 471, 473, 474, 478, 478 trạm 110kV Kỳ Hà
Phần mềm PSS/ADEPT cho biết các thông số SAIFI, SAIDI, CAIFI, CAIDI về việc đánh giá độ tin cậy của tuyến dây thông qua chức năng DRA (phân tích độ tin cậy của lưới điện phân phối).
3.2. Module phân tích độ tin cậy dra:
Module DRA là một tùy chọn trong phần mềm PSS/ADEPT, sử dụng phương pháp quá trình ngẫu nhiên Markov để tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy phổ biến nhất. Module DRA có thể thực hiện các phân tích sau:
+ Xác định độ tin cậy của hệ thống hiện tại.
+ Xác định khu vực lưới điện có độ tin cậy thấp.
+ Định lượng được ảnh hưởng về độ tin cậy đối với các phương án nâng cấp và mở rộng lưới điện phân phối.
Trình tự sử dụng DRA được thực hiện theo sơ đồ sau:
Hình 3.1. Lược đồ tính toán các chỉ số độ tin cậy bằng phần mềm PSS/ADEPT
3.3. Tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện phân phối 22kv điện lực núi thành.
Để phân tích độ tin cậy (DRA), lưới điện phải ở dạng hình tia hoặc mạch vòng vận hành hở. Tính toán các không số SAIFI, SAIDI, CAIDI, CAIFI, cần xác định tổng cường độ hỏng hóc của tất cả các phần tử nối tiếp từ điểm nút cung cấp đến phụ tải.
3.3.1 Xác định các thông số đầu vào của bài toán độ tin cậy.
- Sự cố hỏng hóc: Sự cố hỏng hóc là trạng thái của một phần tử hệ thống mà nó không hoạt động như mong muốn.
- Cắt thiết bị: Mô tả trạng thái của thiết bị khi nó không được hoạt động vì một số các lý do liên quan đến thiết bị đó.
- Ngừng cung cấp điện: Mất điện một hay nhiều khách hàng.
3.3.2. Các chỉ số tại các nút tải trong hệ thống phân phối
Các chỉ số cơ bản được sử dụng để ước lượng độ tin cậy của lưới phân phối là:
+ Cường độ sự cố nút tải (λ)
+ Thời gian cắt điện trung bình (r) – (để sửa chữa)
+ Thời gian cắt điện hàng năm (U)
3.3.3.Tính toán λ, r và U
Cường độ hỏng hóc của phần tử λ
Cường độ hỏng hóc (λt ): Xác suất có điều kiện để một thiết bị làm việc trước thời gian t và phát triển thành sự cố trong đơn vị thời gian At thời điểm t.
3.3.4. Kết quả tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy
Sau khi thực hiện chương trình tính toán độ tin cậy DRA của phần mềm PSS/ADEPT với kết quả tính toán được tổng hợp ở bảng sau:
Bảng 3.1: Kết quả tính toán độ tin cậy bằng phần mềm PSS/ADEPT
| Tên xuất tuyến | Chỉ tiêu | SAIFI | SAIDI | CAIFI | CAIDI |
| (lần/ KH) | (Giờ/KH) | (lần/KH) | (lần/KH) | ||
| XT 471KHA | Sự cố | 0.41 | 1.28 | 1.00 | 3.14 |
| Kế hoạch | 0.04 | 0.32 | 1.10 | 1.38 | |
| XT 473KHA | Sự cố | 0.81 | 2.30 | 1.01 | 2.84 |
| Kế hoạch | 0.57 | 3.80 | 0.33 | 0.40 | |
| XT 474KHA | Sự cố | 0.49 | 1.39 | 1.00 | 2.83 |
| Kế hoạch | 0.17 | 1.34 | 1.19 | 0.27 | |
| XT 478KHA | Sự cố | 1.65 | 3.14 | 2.30 | 1.90 |
| Kế hoạch | 0.70 | 3.15 | 1.00 | 0.34 |
Kết quả trên (bảng 3.1) phản ánh tình trạng vận hành của lưới điện Điện lực Núi Thành quản lý vận hành. Những xuất tuyến có đường dây dài, số lượng TBA lớn thì độ tin cậy sẽ thấp hơn các xuất tuyến có chiều dài đường dây ngắn và ít phụ tải. Cụ thể như: XT 471KHA có chiều dài đường dây ngắn nhất (15.34 km) và số lượng TBA 22/0,4 kV ít (45 trạm) nên độ tin cậy cao nhất. XT 478KHA có chiều dài đường dây dài nhất (86 km) và có số lượng TBA 22/0,4 kV nhiều nhất (107 trạm) nên độ tin cậy thấp nhất. Qua đó cũng thấy rằng các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện vẫn còn cao, theo kết quả tính toán thì việc thực hiện chỉ tiêu độ tin cậy sự cố, và kế hoạch công tác năm 2022 của Điện lực Núi Thành sẽ gặp rất nhiều khó khăn.
3.3.5 Đánh giá thiệt hại do mất điện
Thiệt hại do việc ngừng cung cấp điện ảnh hưởng đến cả hai bên, một bên là nhà cung cấp điện và một bên là khách hàng sử dụng điện.
+ Đối với bên bán điện: việc mất điện gây mất doanh thu cho doanh nghiệp và niềm tin từ khách hàng, chi phí gia tăng do phải sửa chữa lưới điện.
+ Đối với doanh nghiệp sản xuất và người dân: không tạo ra được sản phẩm mà vẫn phải trả lương cho người lao động trong thời gian mất điện. Chưa kể mất điện đột ngột do sự cố khiến các hoạt động sản xuất hoàn toàn bị ngưng trệ, gây lỗi hàng hóa, ảnh hưởng đến đời sống hằng ngày của người dân.
+ Đối với các hoạt động xã hội cộng đồng: gây gián đoạn các hoạt động chính trị, văn hóa, xã hội, gián đoạn các hoạt động, gây mất an ninh trật tự.
3.4. KẾT LUẬN CHƯƠNG 3:
Trong chương 3 luận văn đã ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để phân tích và tính toán lại các chỉ số độ tin cậy SAIDI, SAIFI, CAIDI, CAIFI cho lưới điện phân phối Điện lực Núi Thành theo tiêu chí IEEE 1366.
Việc giảm thiệt hại do mất điện luôn là mối quan tâm hàng đầu của Điện lực Núi Thành cũng như toàn Công ty Điện lực Quảng Nam.
Chính vì vậy, trong chương 4 luận văn sẽ tập trung đề xuất các giải pháp nhằm giải quyết vấn đề này.
CHƯƠNG 4: CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN KHU VỰC HUYỆN NÚI THÀNH
4.1. Các giải pháp kỹ thuật trong giai đoạn đầu tư và tổ chức vận hành:
4.1.1 Nhóm giải pháp đầu tư:
Đầu tư sử dụng các thiết bị có độ tin cậy cao trong giai đoạn đầu tư ban đầu nhằm giảm suất sự cố do thiết bị gây ra. Tuy nhiên, việc sử dụng các phần tử có độ tin cậy cao đồng nghĩa với việc tăng chi phí đầu tư ban đầu, ảnh hưởng đến chỉ tiêu kinh tế cho lưới điện, nên việc sử dụng sẽ tùy thuộc vào tình hình cụ thể cũng như từng loại phụ tải cấp điện.
Sử dụng các thiết bị cảnh báo vị trí sự cố lưới điện nhằm hạn chế thời gian tìm kiếm nguyên nhân sự cố
Xây dựng các mạch vòng liên lạc giữa các xuất tuyến và xây dựng xuất tuyến mới.
4.1.2 Nhóm giải pháp vận hành:
Thiết kế sử dụng sơ đồ đường dây đi mạch kép: Sử dụng hai đường dây cấp điện cho phụ tải, bình thường hai đường dây có thể vận hành song song hoặc độc lập.
Áp dụng công tác sử chữa nóng (Hotline) để xử lý sự cố hoặc công tác lưới nhằm nâng cao độ tin cây
Có kế hoạch BTBD và đăng ký công tác trên lưới hợp lý, có thể kết hợp nhiều công tác trong một lần cắt điện để nâng cao độ tin cây.
4.2. Đề xuất các giải pháp cụ thể để nâng cao độ tin cậy cho lưới điện huyện núi thành
4.2.1. Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cho xuất tuyến 471 Kỳ Hà
4.2.1.1. Phân tích chế độ vận hành hiện trạng
Công suất cấp điện: Pmax 9.3 MW cấp điện khu vực KCN Bắc Chu Lai và một phần xã Tam Hiệp.
Phương án bảo vệ: Bảo vệ cấp điện cho xuất tuyến bằng Recloser – 24kV lắp đặt đầu xuất tuyến.
Phân đoạn cấp điện: Phân đoạn trên trục chính xuất tuyến bằng LBS Phương Tuân có DCL đi kèm; Phân đoạn nhánh rẽ KIA bằng LBS KIA có kèm DCL.
– Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 471 Kỳ Hà là sơ đồ hình tia được thể hiện trên hình 4.1.
4.2.1.2. Phân tích hạn chế của sơ đồ cấp điện
Cả xuất tuyến 471 Kỳ Hà hiện trạng không có MC phân đoạn, nên tất cả các sự cố có dòng sự cố lớn thường gây mất điện toàn bộ xuất tuyến 471 Kỳ Hà..
Trình tự xử lý sự cố như sau: Cắt LBS Phương Tuân, đóng MC 471 Kỳ Hà nếu được, tiến hành kiểm tra và khắc phục sự cố đường dây sau LBS Phương Tuân. Nếu đóng MC 471 không thành công, tiến hành kiểm tra và khắc phục đường dây đầu xuất tuyến đến vị trí LBS Phương Tuân hoặc nhánh rẽ KIA.
Như vậy sự cố như trên sẽ mất điện trên diện rộng, thời gian mất điện kéo dài (mất điện cả thời gian kiểm tra xử lý sự cố).
Hình 4.1: Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 471 Kỳ Hà hiện trạng
4.2.1.3. Đề xuất giải pháp để nâng cao độ tin cậy:
Xuất tuyến 471 Kỳ Hà với chiều dài đường dây ngắn, phụ tải KCN tập trung chủ yếu ở cuối nguồn, đã có LBS Phương Tuân phân đoạn. Tận dụng ngăn lộ xuất tuyến 484 tại TBA 110 Kỳ Hà, ta xây dựng XT mới với quy mô: 460 mét đường dây cáp ngầm, 3230 mét đường dây trên không đi độc lập, cuối đường dây đấu nối vào vị trí nhánh rẽ Nguyên Liệu Giấy T2, 3 để san tải phụ tải cuối nguồn xuất tuyến 471 Kỳ Hà; chuyển LBS Phương Tuân thành LBS khép vòng 02 xuất tuyến 471 – 484 Kỳ Hà.
Hình 4.2: Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 471, 484 Kỳ Hà sau giải pháp
4.2.1.4. Đánh giá hiệu quả về giải pháp đề xuất
a. Đánh giá về phương diện quản lý vận hành
– Khi sự cố ngắn mạch sau MC 471 Kỳ Hà tác động, không gây mất điện toàn xuất tuyến, chỉ mất điện đến vị trí LBS Phương Tuân, đồng thời khi công tác có thể san tải nên giảm được thời gian và phạm vi mất điện cho khách hàng.
Vì vậy, sau khi đầu tư mới xuất tuyến 484 Kỳ Hà san tải cho xuất tuyến 471 Kỳ Hà có tác dụng nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
b. Đánh giá về phương diện chỉ số độ tin cậy
Bảng 4.1: Đánh giá về độ tin cậy XT 471, 484 Kỳ Hà sau giải pháp
| XT 471,478 Kỳ Hà | SAIFI (lần/KH) | SAIDI (giờ/KH) | CAIFI (lần/KH) | CAIDI (giờ/KH) | ||
| Trước | Sự cố | 0.41 | 1.28 | 1.00 | 3.14 | |
| Kế hoạch | 0.04 | 0.32 | 1.10 | 1.38 | ||
| Sau | Sự cố | 0.24 | 0.75 | 1.00 | 3.10 | |
| Kế hoạch | 0.02 | 0.20 | 0.90 | 1.10 | ||
| Cải thiện | Sự cố | 41% | 41% | 0% | 1% | |
| Kế hoạch | 65% | 38% | 18% | 20% | ||
4.2.2. Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cho xuất tuyến 473 Kỳ Hà
4.2.2.1. Phân tích chế độ vận hành hiện trạng
– Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 473 Kỳ Hà là sơ đồ hình tia được thể hiện trên hình 4.1.
– Công suất cấp điện: Pmax 8.7 MW đường dây cấp điện cho khu vực thị trấn Núi Thành, một phần xã Tam Quang, Tam Giang.
– Phương án bảo vệ: Bảo vệ cấp điện cho xuất tuyến bằng Recloser – 24kV lắp đặt đầu xuất tuyến, MC Tam Giang kèm DCL bảo vệ nhánh rẽ cấp điện cho xã Tam Giang, MC Kỳ Hà kèm DCL bảo vệ nhánh rẽ cấp điện cho xã Tam Quang và tại các nhánh rẽ nhỏ bảo vệ bằng FCO.
– Phân đoạn cấp điện: Phân đoạn trên trục chính xuất tuyến phân đoạn chủ yếu bằng DCL UB thị trấn, DCL Cầu An Tân, và cuối xuất tuyến phần đoạn bằng LBS ga Núi Thành kèm DCL, tại nhánh rẽ Cảnh Sát Biển phân đoạn bằng LBS Elfgaz kèm DCL.
– Hiện trạng xuất tuyến 473 Kỳ Hà hiện đang có số lượng khách hàng lớn nhất trong các xuất tuyến của Điện lực Núi Thành quản lý với 11,064 khách hàng
4.2.2.2. Phân tích hạn chế của sơ đồ cấp điện
Khi sự cố trước hoặc sau LBS Ga Núi Thành thì máy cắt đầu xuất tuyến (MC 473 Kỳ Hà) tác động làm mất điện cả xuất tuyến.
Trình tự xử lý sự cố như sau: Cắt LBS Ga Núi Thành, đóng MC 473 Kỳ Hà nếu được, tiến hành kiểm tra và khắc phục sự cố đường dây sau LBS Ga Núi Thành. Nếu đóng MC 473 Kỳ Hà không thành công phải cắt điện xuất tuyến 473 Kỳ Hà và chuyển tải phụ tải sau LBS Ga Núi Thành từ xuất tuyến 478 Kỳ Hà và tiến hành khắc phục sự cố.
Như vậy sự cố như trên sẽ mất điện trên diện rộng, thời gian mất điện kéo dài để kiểm tra sự cố.
4.2.2.3. Đề xuất giải pháp để nâng cao độ tin cậy.
– Phía sau LBS Ga Núi Thành là các phụ tải chủ yếu cấp điện cho sân bay Chu Lai có tuyến đường dây cáp ngầm dài dễ nguy cơ sự cố, đồng thời phụ tải phía trước LBS Ga Núi Thành có phụ tải trung tâm hành chính huyện và nhánh rẽ Kỳ Hà – có số lượng khách hàng lớn. Để giảm vùng mất điện do sự cố sau LBS Ga Núi Thành ta lắp 01 bộ Recloser – 24kV tại vị trí LBS Ga Núi Thành.
– Ngoài ra để thực hiện giảm tải cho xuất tuyến 473 Kỳ Hà, ta xây dựng mới xuất tuyến 485 Kỳ Hà – từ việc cải tạo đường dây 373 Kỳ Hà cũ (35kV) thành 22kV với chiều dài 6,5km từ TBA 110 Kỳ Hà đến giao chéo nối lưới nhánh rẽ Kỳ Hà xuất tuyến 473 Kỳ Hà tại trụ 93/29 để san tải nhánh rẽ Kỳ Hà giảm tải xuất tuyến 473 Kỳ Hà; chuyển MC Kỳ Hà vận hành khép vòng giữa 02 xuất tuyến 473-485 Kỳ Hà
4.2.2.4. Đánh giá hiệu quả về giải pháp đề xuất
a. Đánh giá về phương diện quản lý vận hành
– Khi sự cố ngắn mạch sau MC Ga Núi Thành, MC này tác động tác động, không gây mất điện toàn xuất tuyến nên giảm được thời gian và phạm vi mất điện cho khách hàng.
– Tương tư như vậy, khi san tải nhánh rẽ Kỳ Hà san xuất tuyến 485 Kỳ Hà (xây dựng mới) sẽ đảm bảo cấp điện tin cậy hơn khi cắt điện công tác hoặc chuyển tải khi sự cố xuất tuyến 473 Kỳ Hà.
b. Đánh giá về phương diện chỉ số độ tin cậy:
Bảng 4.2: Đánh giá về độ tin cậy XT 473, 485 Kỳ hà sau giải pháp
| XT 473, 485 Kỳ Hà | SAIFI (lần/KH) | SAIDI (giờ/KH) | CAIFI (lần/KH) | CAIDI (giờ/KH) | ||
| Trước | Sự cố | 0.81 | 2.30 | 1.01 | 2.89 | |
| Kế hoạch | 0.57 | 3.80 | 0.33 | 0.40 | ||
| Sau | Sự cố | 0.65 | 1.86 | 1.00 | 2.80 | |
| Kế hoạch | 0.45 | 2.70 | 0.20 | 0.36 | ||
| Cải thiện | Sự cố | 20% | 19% | 1% | 3% | |
| Kế hoạch | 22% | 29% | 39% | 9% | ||
4.2.3. Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cho xuất tuyến 474 Kỳ Hà
4.2.3.1. Phân tích chế độ vận hành hiện trạng
– Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 474 Kỳ Hà là sơ đồ hình tia được thể hiện trên hình 4.7.
– Công suất cấp điện: Pmax 6.7 MW bán cấp điện trung bình, có số lượng TBA tương đối lớn, cấp điện cho phụ tải Numberone, đây là tuyến đường dây cấp điện cho các các phụ tải KCN Bắc Chu Lai yêu cầu độ tin cậy cao.
– Phương án bảo vệ: Đường dây chỉ được bảo vệ cấp điện cho xuất tuyến bằng Recloser – 24kV lắp đặt đầu xuất tuyến, các nhánh rẽ bảo vệ bằng FCO.
– Phân đoạn cấp điện: Phân đoạn trên trục chính xuất tuyến tại vị trí DCL Numberone
4.2.3.2. Phân tích hạn chế của sơ đồ cấp điện
– Khi sự cố bất kỳ vị trí nào trên xuất tuyến (đặc biệt nhánh rẽ NM NumberOne) thì máy cắt đầu xuất tuyến (MC 474 Kỳ Hà) tác động làm mất điện cả xuất tuyến.
Trình tự xử lý sự cố như sau: Cắt MC 474 Kỳ Hà, tiến hành kiểm tra và khắc phục sự cố đường dây.
Như vậy sự cố như trên sẽ mất điện trên diện rộng, thời gian mất điện kéo dài để kiểm tra sự cố.
4.2.3.3. Đề xuất giải pháp để nâng cao độ tin cậy
Đầu tư xuất tuyến mới 483 Kỳ Hà để san tải toàn bộ nhánh rẽ NumberOne từ xuất tuyến 474 Kỳ Hà và lắp đặt bổ sung 01 LBS – 24kV kèm DCL tại trụ C52-1/10 xuất tuyến 483-474 hiện trạng để nâng cao độ tin cậy.
Đấu nối sang tải cho xuất tuyến 478KHA
4.2.3.4. Đánh giá hiệu quả về giải pháp đề xuất
a. Đánh giá về phương diện quản lý vận hành
– Khi sự cố trên xuất tuyến 474 Kỳ Hà, số lượng khách hàng mất điện sẽ ít, đồng thời khi có công tác việc thực hiện chuyển tải để nâng cao độ tin cậy qua (LBS+DCL) lắp mới.
b. Đánh giá về phương diện chỉ số độ tin cậy
Bảng 4.3: Đánh giá về độ tin cậy XT 474 Kỳ Hà sau giải pháp
| XT 474 Kỳ Hà | SAIFI (lần/KH) | SAIDI (giờ/KH) | CAIFI (lần/KH) | CAIDI (giờ/KH) | ||
| Trước | Sự cố | 0.51 | 1.61 | 1.01 | 3.18 | |
| Kế hoạch | 0.17 | 1.34 | 1.19 | 0.27 | ||
| Sau | Sự cố | 0.47 | 1.55 | 1.00 | 2.64 | |
| Kế hoạch | 0.16 | 1.23 | 1.14 | 0.23 | ||
| Cải thiện | Sự cố | 8% | 4% | 1% | 17% | |
| Kế hoạch | 8% | 8% | 4% | 14% | ||
4.2.4. Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cho xuất tuyến 478 Kỳ Hà.
4.2.4.1. Phân tích chế độ vận hành hiện trạng
– Công suất cấp điện: Pmax 8.2 MW bán cấp điện lớn, có số lượng TBA lớn nhất, đây là tuyến đường dây cấp điện cho các các phụ tải KCN Bắc Chu Lai vừa cấp điện dân sinh khu vực xã Tam Nghĩa, Tam Mỹ Tây, Tam Mỹ Đông.
– Phương án bảo vệ: Đường dây trục chính được bảo vệ cấp điện cho xuất tuyến bằng Recloser – 24kV lắp đặt đầu xuất tuyến và MC phân đoạn Chu Lai kèm DCL, ngoài ra các nhánh rẽ được bảo vệ bằng MC Recloser như: Nhánh rẽ Tam Nghĩa được bảo vệ bằng MC Tam Nghĩa kèm DCL, Nhánh rẽ Biển Rạng được bảo vệ bằng MC Biển rạng kèm DCL, nhánh rẽ WeiXernsin được bảo vệ bằng MC WeiXernsin, Nhánh Rẽ Tam Mỹ Tây được bảo vệ bằng MC Tam Mỹ và MC Tam Mỹ Tây kèm DCL
– Phân đoạn cấp điện: Nhánh rẽ Tam Mỹ Tây được phân đoạn bằng LBS Tịnh Sơn (đây là nhánh rẽ có bán kính dài 6km).
4.2.4.2. Phân tích hạn chế của sơ đồ cấp điện
– Nhánh rẽ ODA Tam Nghĩa từ trụ 125 đến TBA An Thiện có chiều dài lớn nhưng sử dụng FCO đầu tuyến, khi sự cố nhánh rẽ gây sự cố nhảy MC Chu Lai ảnh hưởng cấp điện hơn 4000KH khu vực Tam Nghĩa, 1 phần TT Núi Thành.
– Xuất tuyến 478 Kỳ Hà có số lượng KH lớn (>9000KH) nên khi sự cố nhảy MC xuất tuyến việc cấp điện ảnh hưởng rất lớn đến độ tin cậy của khu vực Núi Thành.
4.2.4.3. Đề xuất giải pháp để nâng cao độ tin cậy
– Để thực hiện giảm tải cho xuất tuyến 478 Kỳ Hà, ta xây dựng mới xuất tuyến 485 Kỳ Hà – từ việc cải tạo đường dây 373 Kỳ Hà cũ (35kV) thành 22kV với chiều dài 6,5km từ TBA 110 Kỳ Hà đến giao chéo nối lưới nhánh rẽ Kỳ Hà xuất tuyến 473 Kỳ Hà tại trụ 93/29 để san tải nhánh rẽ Kỳ Hà giảm tải xuất tuyến 473 Kỳ Hà; chuyển MC Kỳ Hà vận hành khép vòng giữa 02 xuất tuyến 473-485 Kỳ Hà. Song song với việc chuyển tải trên ta đấu nối toàn bộ nhánh rẽ Tam Mỹ xuất tuyến 478 Kỳ Hà tại trụ 35 sang xuất tuyến 485 Kỳ Hà để nâng cao độ tin cậy xuất tuyến 478 Kỳ Hà
– Ngoài ra thực hiện thay thế FCO đầu tuyến ODA Tam Nghĩa thành 01 MC Recloser – 24kV kèm theo DCL để ngăn ngừa sự cố nhánh rẽ ODA Tam Nghĩa gây nhảy MC Chu Lai làm mất điện diệ rộng.
4.2.4.4. Đánh giá hiệu quả về giải pháp đề xuất
a. Đánh giá về phương diện quản lý vận hành
– Khi sự cố trên nhánh rẽ ODA Tam Nghĩa sẽ nhảy MC Định Phước (lắp mới), số lượng khách hàng mất điện sẽ ít.
– Ngoài ra khi nhảy MC 478 Kỳ Hà, toàn bộ phụ tải nhánh rẽ Tam Mỹ sẽ không mất điện do đã chuyển tải san xuất tuyến 485 Kỳ Hà (xây dựng mới).
– Ngòai ra khi có công tác việc thực hiện chuyển tải để nâng cao độ tin cậy cũng đảm bảo do khách hàng giảm đi nhiều so với trước khi đầu tư
b. Đánh giá về phương diện chỉ số độ tin cậy
Bảng 4.4: Đánh giá về độ tin cậy XT 478 Kỳ Hà sau giải pháp
| XT 478 Kỳ Hà | SAIFI (lần/KH) | SAIDI (giờ/KH) | CAIFI (lần/KH) | CAIDI (giờ/KH) | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Trước | Sự cố | 1.65 | 3.14 | 2.30 | 1.90 | |
| Kế hoạch | 0.68 | 1.50 | 1.03 | 2.22 | ||
| Sau | Sự cố | 0.68 | 1.50 | 1.03 | 1.80 | |
| Kế hoạch | 0.61 | 1.40 | 1.00 | 0.39 | ||
| Cải thiện | Sự cố | 59% | 52% | 55% | 5% | |
| Kế hoạch | 10% | 7% | 3% | 83% | ||
4.3 KẾT LUẬN CHƯƠNG 4
Theo các “Bảng 4.1, 4.2, 4.3, 4.4: Đánh giá về độ tin cậy các xuất tuyến khu vực Điện lực Núi Thành sau khi sử dụng giải pháp” thì sự thay đổi các chỉ tiêu ĐTCCCĐ tất các các xuất tuyến đã giảm đáng kể sau khi áp dụng giải pháp, đảm bảo nâng cao độ tin cậy của khu vực huyện Núi Thành. Các xuất tuyến xây dựng mới, thiết bị đóng cắt sau khi được cải tạo tạo mạch vòng sẽ nâng cao ĐTCCCĐ do đã hạn chế được khu vực bị ảnh hưởng bởi mất điện do sự cố hoặc công tác. Qua đó có đánh giá hiệu quả về các giải pháp thực hiện.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Độ tin cậy cung cấp điện ngày càng được ngành điện quan tâm. Việc đánh giá độ tin cậy của lưới điện có ý nghĩa cho việc hoạch định chính sách, đưa ra kế hoạch sửa chữa, cải tạo lưới điện để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, nâng cao chất lượng phục vụ khách hàng.
Đề tài đã đi sâu phân tích những nguyên nhân ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện phân phối trên cơ sở số liệu thực tế vận hành lưới điện phối Điện lực Núi Thành, và đã sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán một số chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366, kết quả tính toán được để đánh giá độ tin cậy cho lưới điện phân phối trung áp huyện Núi Thành, trên cơ sở đó đề tài đã đưa ra được một số giải pháp nhằm nâng cao độ tin cậy.
Kết quả nghiên cứu của Luận văn đã đạt được một số nội dung rất thiết thực như, đã tổng quan được về kết cấu lưới điện đang vận hành, trình bày cách tính toán các chỉ số SAIFI, SAIDI, CAIFI, CAIDI..vv.., đề xuất các giải pháp cụ thể để nâng cao độ tin cậy cho lưới điện trung áp Điện lực Núi Thành
Các chỉ số SAIFI, SAIDI, CAIFI, CAIDI và thiệt hại do mất điện sau khi thực hiện các giải pháp đều giảm đáng kể.
Do điều kiện khả năng và thời gian có hạn, tài liệu tham khảo chưa đầy đủ nên nội dung Luận văn vẫn còn những mặt hạn chế, cần tiếp tục nghiên cứu khắc phục. Luận văn chỉ mới dừng lại ở việc tính toán, phân tích các nguyên nhân gây ảnh hưởng đến chỉ tiêu độ tin cậy trên lưới điện hiện trạng để đề ra các giải pháp khắc phục, xây dựng các xuất tuyến mới nhằm sang tải, giảm bán kính câp điện cho xuất tuyến hiện trạng nhằm nâng cao ĐTCCCĐ trên lưới điện.
E:\DỮ LIỆU COP CỦA CHỊ YẾN\DAI HOC DA NANG\KY THUAT DIEN\3 ng\THANH
